上海电气集团股份有限公司电站分公司 上海 201199
摘要：以可再生能源为核心的微网是未来以可再生能源为重点的能源体系的重要一环，承载了可再生能源发展、能效提升、能源体制改革等多重使命。为切实规范、促进微电网健康有序发展，国家发改委对微网的定义、特征、规划建设、并网管理、运行维护、市场交易、政策支持、监督管理等均提出了有关规定【1】，正式拉开了微网规模化、规范化发展的序幕，并组织了新能源微电网示范项目，目前第一批示范项目已在建设推进当中。
本综合能源示范项目拟建于某汽轮机厂厂区内，考虑采用光伏发电系统、风力发电系统、电池储能系统、充电设施以及配套的智慧能源管控系统，构建光储充结合的综合能源系统。不仅可以减少企业用电成本，还能提高企业的社会公信力，增强优越性。在满足用电经济性的同时能够起到展示、示范的作用。
关键词：新能源；微电网；光伏；储能；风电
1 项目概述
本综合能源示范项目拟建于某汽轮机厂厂区内，考虑采用光伏发电系统、风力发电系统、电池储能系统、充电设施以及配套的智慧能源管控系统，构建光储充结合的综合能源系统。
工程规模如下：
1）分布式光伏：6处建筑屋顶光伏发电容量2.21958MW。
2）储能系统：设计为3MW×4h储能系统。
3）分布式小型风机：设计为2台5kW风机。
4）光储充系统：7kW充电桩16个，配合梯次利用的退役电池（35kW/153.5kWh×4套）。
5）综合能源智慧管理平台：综合能源智慧管理平台融合了系统规划设计、风险分析预判、能量管理、运营管理、资产管理、预测性维护、节能决策等一整套功能。为用户提供高效、清洁、低成本、全方位的综合智慧能源解决方案。
2 负荷现状与供需分析
2.1负荷现状
某汽轮机厂有限公司现有的供电方式为市政供电，通过3回独立的35kV供电回路供电，采用35kV高压计量方式，线变组接线，通过2台额定容量为20000kVA、变比为35/6kV的降压变压器，为厂区生产和办公供电，供电系统稳定、可靠，双电源供电，互为备用。通过1台额定容量为31500kVA、变比为35/10kV的降压变压器，为试验设备供电。低压侧6kV 接线方式为单母线分段接线。
2.2 电价现状
汽轮机厂采用两部制电价计费方式。基本电价按照最大需量42元/kW·月，超出部分84元/kWh 计算。峰平谷电价为夏季峰谷电价差0.848元/kWh，峰平电价差0.427元/kWh；非夏季峰谷电价差0.742元/kWh，峰平电价差0.428元/kWh。
3 综合能源设计方案
3.1 综合能源设计方案如下：
1）分布式光伏：在汽轮机厂安装分布式光伏发电系统2.21958MW，接入0.4kV配电网，就近接入，就地消纳，根据各接入点的负荷情况以及现场条件确定装机容量。主要提供办公和生活用电，防止倒送至6kV 电网影响厂区生产。
2）分布式小型风机：在厂区内安装2 台5kW 小型风机，体现综合能源系统示范意义。
.png)
图1综合能源系统电系示意图
3）储能系统：设计为3MW×4h 储能系统。接入汽轮机厂6kV 母线，采用二充二放的运行策略，在深夜谷时充电，上午峰时放电，下午平时充电，晚上峰时放电，以削减企业峰时用电的成本。
4) 光储充系统：设计为7kW 充电桩16 个配合梯次利用的退役电池（35kW/153.5kWh）4 套，与分布式光伏系统形式光储充的综合能源系统。
5) 综合能源智慧管理平台：实现系统规划设计、风险分析预判、能量管理、运营管理、资产管理、预测性维护、节能决策等一整套功能。
3.2 储能系统配置方案
为了得到经济性最优的储能容量配置，本此研究采用仿真软件对储能容量进行配置。采用Homer Pro 微电网仿真软件建立微电网仿真模型，如图2所示。
.png)
图2 微电网仿真模型
3.3 储能系统运行策略
根据峰平谷电价机制，储能系统采用二充二放的策略。即在每天22点至6点间谷时充电，8点至11点峰时放电；在每天11点至13点以及15点至18点间平时充电，18点至21点峰时放电。
由于汽轮机厂负荷高峰与峰时电价并不完全吻合，下午时段汽轮机厂负荷高峰时为平时电价，储能系统需要充电满足晚上峰时电价时段放电需求。因此储能系统会造成下午峰值负荷的进一步升高，需要在运行中注意避开负荷高峰期充电，限制最高负荷以确保最大需量不会过高导致基础电价升高。
3.4 光伏系统总体设计
在汽轮机厂内的整浸车厂GVPI、福伊特、线圈厂和员工宿舍楼安装屋顶光伏，以及二号停车场、三号停车场车棚棚顶建设光伏发电系统，本项目可安装285Wp 多晶硅电池组件数量为7788 块，装机容量约2219.58 kWp。光伏系统所发电为全部自发自用型，一次建成。
3.4.1组件选型
光伏组件的效率直接影响到整个电站阵列支架、电缆和基础的工程量。针对本工程的建设优质且经济工程的目标，拟采用285Wp 多晶硅电池组件。该规格组件供货厂家较多，生产线较成熟，且施工时更易搬运安装。
汽轮机厂的太阳辐射中散射量占比较高，达到30%以上，这将极大地干扰了逐日跟踪效率。太阳光的散射辐射和直接辐射也将极大地影响逐日跟踪式系统的发电效率，并且散射辐射比例越大，逐日跟踪效果就越差【2】。由于屋面载荷不能太重，也比较适合固定式布置。另外光伏组件安装于厂房屋顶、停车场车棚上方，支架与彩钢板屋顶结构需相结合，跟踪系统可靠性及安全性均有一定隐患，除此之外，固定式布置在经济上也优于逐日跟踪式布置；因此，本工程组件布置全部采用固定式安装。
3.4.2 光伏组件布置
1）彩钢瓦屋面光伏阵列布置
为减少组件支架在屋面上增加的载荷，应根据彩钢瓦屋面的结构及坡度，采用与屋面平铺的安装方式。注意为电缆走线预留通道，并避开障碍物。
2）车棚光伏阵列布置
车棚光伏组件拟采用正南正北布置，横向4 排，车棚顶部结构的设计倾角为±10°，光伏组件随车棚顶部平铺安装。
.png)
图3三号停车场
3.4.3组件表面清洁
为保证发电效率，清洁方式设计采用清洗水方式，并配置应用气吹方式。沿主要运维及检修通道每个屋面都设有清洗水管网和清洗水接口并配套清洗水软管和清洗水枪，取水点设全自动管道泵以保证清洗水压。运维人员可直接从清洗水接口接水进行清洗，每个屋面都设有雨水排水槽，清洗后的废水可以流经排水槽管道排出。考虑到在冬季结冰期屋面比较光滑，对光伏组件表面的灰尘采用便携式吹风机进行气力吹扫清洗。
3.4.4首年及逐年可用发电量
经计算，首年光伏系统及电站综合效率分别为0.837 和0.837。根据光伏组件20 年衰减率，按照分段线性衰减，第一年衰减2.5%，第二年至第二十年，年平均年衰减率0.7%，整个生命周期组件总衰减15.8%。并按此计算得出20 年逐年可用发电量，考虑组件衰减性，第一年发电量为232.90 万kWh，比年平均发电量高出8.2%
表1 20年逐年可用发电量（万kWh）及利用小时数（h）
.png)
3.4.5年平均可用电量
本工程光伏综系统合效率系数为0.765，详见下表
表2 年平均可用电量及年利用小时数
.png)
3.5 风力发电
3.5.1风机选型
本工程拟选用5kW 小型风力发电机，拟采用FD5-5 型号，FD5-5 风力发电机组主要有以下各部分：发电机机体、回转机构、尾舵机构、风轮机构、塔架和地基等。
3.5.2风力发电机组布置
根据对项目场址区域建设条件的考察， 拟在三号停车场安装2 台5kW 风机进行示范。
3.5.3 年上网电量估算
基于该地区风资源情况，经专业软件估算，2 台5kW 风机年均发电量约为5676kWh。
3.6 储能系统接入方案
储能系统容量为3MW/12MWh ，本储能系统拟布置在汽轮机厂3#总配电房西侧空地，接入已有6kV 配电网系统。
.png)
图4 储能系统整体接入方案
3.6.1设备布置
系统171 电源接入3个储能集装箱，每个容量为500kW/2MWh，共1.5MW/6MWh。每个储能集装箱采用40尺标准集装箱，All in One 设计，里面包含电池簇、BMS、PCS、消防系统、环境控制系统、就地监控系统等多个子系统；最终通过一台厢式3分裂升压变压器，接入6kV电网。
系统180电源接入容量1.5MW/6MWh 储能系统，采用储能电池与PCS分体设计方案，总共2个电池集装箱，每个电池集装箱容量为3MWh。每个电池集装箱包含电池簇、BMS、及相关空调消防等设备，尺寸为40 尺；PCS与升压变压器设计成一体机形式。
3.6.2储能系统运行方式
为了充分利用汽轮机厂用电的峰谷价差，根据该地区最新电价政策，在夏季，谷平峰相应的时段为：谷-平-峰-平-峰-平-峰-平-谷，可以看出其中峰时段为三个，所以夏季循环最多达到三次；而在非夏季，谷平峰的相应时段为：谷-平-峰-平-峰-平-谷，可以看出峰时段有两个，所以非夏季循环最多达到两次。因此本工程的储能系统采用的充放电策略是每日两充两放，最大的放电量应不能超过汽轮机厂内的用户负荷所需电量。
3.7 综合能源系统配置方案
本项目拟在二号停车场、三号停车场各新建一个包含“光伏+储能+充电”的一体化工程。该工程安装16台交流充电桩，每台额定容量为7kW，其中二号停车场安装6台充电桩，2套35kW组串式储能变流器，2套退役的磷酸铁锂电池，每套电池容量35kW/153.6kWh；三号停车场安装10台充电桩，2套35kW 组串式储能变流器，2套退役的磷酸铁锂电池，每套电池容量35kW/153.6kWh。磷酸铁锂具有能量密度高，安全性好的特点。
3.8 能源管控系统设计方案
本期项目综合能源智慧管理平台融合了系统规划设计、风险分析预判、能量管理、运营管理、资产管理、预测性维护、节能决策等一整套功能。致力于为用户提供高效、清洁、低成本、全方位的综合智慧能源解决方案。
.png)
图5 综合能源智慧管理平台
综合能源智慧管理平台系统架构主要分为设备及数据传输层、核心软件层、以及高级应用层。能量管理系统CEMS
.png)
图6 CEMS 系统示意图
4 节能降耗分析
4.1光伏节能措施
1）优先考虑选择技术成熟、可靠性高的逆变器。
2）合理配置交、直流电压等级，合理布置电缆，降低线路铜损。
3）根据本工程特点，在施工和运行期间应由项目公司编制建立相应的节能规章制度，成立节能管理小组，落实责任人和监督员，并建立各项节能奖罚措施，将节能监督管理落实到位。
4.2 风电节能措施
1）优化设计方案，降低材料消耗
通过合理选择电缆截面降低铜耗，并就近布置电气设备可以节省大量的电缆和有色金属。
2）建立完善的节能管理体系
根据风电建设期和运行期不同阶段的特点，在施工期间应由各施工单位建立相应的节能规章制度，落实责任人和节能监督员，采取自查和政府相关监管部门第三方抽查相结合的方式，将节能监督管理落实到位。风电投产运行后，应由项目公司编制节能的规章制度，成立相应的节能管理小组和落实各项节能奖罚措施，并采取自查和上级公司抽查等方式将节能措施和要求落实到位【3】。
4.3 储能节能措施
1）关于储能电池本身的节能措施
储能电池在充放电过程中以及存储电能时都会产生不同程度的损耗，影响了能量的利用效率。厂家在设计和生产电池时可以考虑使用合适的正负极材料、电解液等，降低电池内阻，减少充放电的损耗，从而提高电池充放电的效率。
设计时应综合考虑整个系统的运行管理策略，配置合理的能量管理方案，优化储能电池能量的利用，时刻监测系统的工作状态，随时根据实际情况调整电池的充放电策略，提高能量的利用率，减少能量损失【4】。
2）合理设计通风和冷却方式
设计时应考虑室内环境温度控制以及因环境温度变化引起室内的湿度相应变化，合理配置采暖和通风容量【5】。本项目采用的是集装箱式储能系统，由于环境温度较高，应设计有风道和空调进行冷却和散热。
4.4 节能成效
本工程光伏装机容量为2.21958MWp、风电装机容量10kW，风光年发电量共215.7 万kWh，相对于同等发电量的火电机组，每年至少节约标煤664.97t （火电煤耗按309g/kWh计）；储能装机容量共12MWh，储能年均放电总量为6609.6MWh，相对于同等发电量的火电机组，每年至少节约标煤约2042.18 t（火电煤耗按309g/kWh 计）。同时每年还明显地减少了火电机组燃煤产生的多种有害气体，也可节约用水，减少环境的污染。环境效益明显。
5 财务分析
5.1财务评价
本项目总投资为3856.95万元，财务评价计算期为21年，其中有6个月为建设期， 剩下的20年为运行期。
1）光伏系统安装容量为2219.58kWp，光伏系统20年均发电量为215.20万kWh；本项目光伏发电量全部自发自用，根据该地区峰平电价，再结合光伏系统一天中的发电时间，计算得到的电价为0.7892元/kWh
2）储能装机容量为12MWh，储能电池寿命按10年考虑，在项目运行期第11年考虑更换一次电池，更换电池费用按840万元考虑。储能采用二充二放的充放电策略。在谷段售电价0.304元/kWh（含税）（非夏季）、平段售电价0.618元/kWh（含税）（非夏季）、峰段售电价1.046元/kWh（含税）（非夏季），谷段售电价0.239元/kWh（含税）（夏季），平段售电价0.66元/kWh（含税）（夏季），峰段售电价1.088元/kWh（含税）（夏季）前提下，储能放电深度按90%考虑，储能循环放电效率按85%考虑，得到储能年均放电总量为6609.6MWh，全年折合电价为0.5175元/kWh，年平均收益为342.07万元，首年收益366.53万元，按年平均衰减率0.7%进行递减。
5.2 财务评价结论
1)本工程有6 个月的建设工期，静态投资3822.33 万元。
2)本项目根据上网电价0.7889 元/kWh 进行评价，得出：资本金财务内部收益率为11.58%，投资回收期为8.85 年，高于资本金基准收益率（8%），由此可以得出：该工程财务评价可行。
6 结 论
本项目建设内容包括光伏发电系统、风力发电系统、电池储能系统以及充电桩，并搭建综合能源智慧管理平台，构成综合能源系统。本项目以厂区现有配电网为依托，实现光储充一体的综合能源系统，全力打造一种创新型能源供应方式，降低企业用电成本。项目建设光储充一体的综合能源系统具有典型的示范意义。
参考文献：
[1]《推进并网型微电网建设试行办法》（发改能源〔2017〕1339号），国家发改委、国家能源局，2017.7；
[2]《光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）》 GD003-2011
[3]《风力发电场安全规程》（DL/T 796-2012）
[4]《电池储能电站设计技术规程》Q/GDW 11265-2014
[5]《电池储能电站设计技术规程》Q/GDW 11265-2014